Power-to-Gas

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Als Power-to-Gas (kurz PtG oder P2G, deutsch etwa: „Elektrische Energie zu Gas“) wird ein chemischer Prozess bezeichnet, in dem mittels Wasserelektrolyse mit teilweise nachgeschalteter Methanisierung unter dem Einsatz von Strom aus erneuerbaren Energien (EE) ein Brenngas hergestellt wird.[1] Das so erzeugte Gas wird auch als EE-Gas bezeichnet. Je nach Art der eingesetzten erneuerbaren Energie wird das Gas auch Windgas, Solargas oder ähnlich genannt, je nach chemischer Zusammensetzung des Gases wird statt des Begriffes „Gas“ auch „Methan“ oder „Wasserstoff“ verwendet.

Inhaltsverzeichnis

Power-to-Gas-Konzept[Bearbeiten]

Schematische Darstellung eines Wind-to-Gas-Hybridkraftwerkes (integrierte elektrolytische Wasserstoffherstellung ohne nachfolgende Methanisierung)

Eine mögliche Definition von Power to Gas lautet:

„Der Begriff Power-to-Gas steht für ein Konzept, bei dem überschüssiger Strom dazu verwendet wird, per Wasserelektrolyse Wasserstoff zu produzieren und bei Bedarf in einem zweiten Schritt unter Verwendung von Kohlenstoffdioxid (CO2) in synthetisches Methan umzuwandeln. Als Speicher für dieses Methan und bis zu einem gewissen Volumenanteil auch des elementaren Wasserstoffs könnte die bestehende Erdgasinfrastruktur, also das Gasnetz mit den angeschlossenen Untertagespeichern, verwendet werden.“[2]

Power-to-Gas bezeichnet also die Umwandlung regenerativ erzeugter elektrischer Energie in chemische Energie und deren Speicherung im verfügbaren Gasnetz in Form verschiedener Gase. Das Grundkonzept, nämlich mittels Windenergie elektrolytisch erzeugten Wasserstoff als Energieträger zu nutzen, wurde bereits Mitte des 19. Jahrhunderts vorgeschlagen. Bereits 1840 soll der belgische Professor Nollet einen entsprechenden Vorschlag gemacht haben; nachgewiesen ist ein Vorschlag aus dem Jahr 1868.[3] Technisch umgesetzt wurde die Idee dann erstmals Ende des 19. Jahrhunderts, als der dänische Windkraftpionier Poul la Cour im Jahr 1895 eine Windkraftanlage mit angeschlossenem Elektrolyseur in Betrieb nahm, die Knallgas zur Beleuchtung der Schule in Askov lieferte.[4]

Einen Aufschwung erhielt das Konzept im 20. Jahrhundert als Baustein der angestrebten Vision einer Wasserstoffwirtschaft bzw. zur Speicherung von regenerativ erzeugtem Strom im Rahmen der Energiewende. Erst seit etwa dem Jahr 2009 wird die Möglichkeit diskutiert, Methan statt Wasserstoff zu erzeugen.

Die halbstaatliche Deutsche Energie-Agentur (dena) unterhält zu den Verfahren zur Erzeugung von EE-Gas seit Oktober 2011 eigens eine Strategieplattform unter dem Titel Power to Gas.[5] In der Online-Ausgabe des Manager Magazins wird Power-to-Gas als neue Technologie bezeichnet, deren Modell bestechend einfach klinge, da in den 450.000 Kilometer langen Gasleitungen und etwa 47 Erdgasspeichern in Deutschland schon heute Platz für 23,5 Milliarden Kubikmeter (m³) Gas sei, der sich bis 2025 durch Erweiterungen und Neubauten auf 32,5 Milliarden m³ erhöhen soll.[6]

Infolge der Energiewende werden immer mehr regenerative Erzeuger errichtet. Dadurch, dass zugleich konventionelle Grundlastkraftwerke nur bis zu einem gewissen Grad gedrosselt werden können, kann es während Zeiten hoher Einspeisung von Wind- und Solarenergie zu einem Überangebot von Strom kommen, speziell bei geringer Stromnachfrage. Diese Energie steht damit preisgünstig bereit. Gleichzeitig dient die Integration von Power-to-Gas-Anlagen in die elektrischen Energieversorgungssysteme der Entlastung der Leitungen und der Netzstabilität, denn Power-to-Gas-Anlagen können als regelbare Last eingesetzt werden.

In der Fachliteratur wird davon ausgegangen, dass ab einem Erneuerbare-Energien-Anteil von ca. 40 % in größerem Maße zusätzliche Speicher benötigt werden, vereinzelt wird auch die Zahl 70 % genannt.[7] Unterhalb von 40 % Erneuerbaren Energien stellt eine Ausregelung durch Wärmekraftwerke sowie eine geringfügige Abregelung von Erzeugungsspitzen der Erneuerbaren Energien (erwartet werden ca. 260 GWh pro Jahr bzw. 1 Promille der bei einem 40-%-Anteil prognostizierten Ökostromerzeugung) eine volkswirtschaftlich effizientere Möglichkeit zum Ausgleich dar. Ursächlich hierfür ist, dass Speicher in diesem Fall größtenteils zur besseren Auslastung von in Grundlast betriebenen Braunkohlekraftwerken zulasten von weniger emissionsintensiven Kraftwerke eingesetzt würden und zugleich die Kosten für den Neubau von Speichern den Nutzen durch eine gleichmäßigere Kraftwerksfahrweise deutlich überstiegen. Daher werden zusätzliche Speicher in Deutschland frühestens ab dem Jahr 2020 für notwendig gehalten.[8]

EE-Gas-Gewinnung[Bearbeiten]

Elektrolyse von Wasser.
GBF: Gleichspannungsquelle

Dem synthetisch hergestellten Methangas wird auf Grund seiner Speicherfähigkeit eine besondere Rolle im Bereich der regenerativen Energien zugeschrieben. Wie herkömmliches synthetisches Erdgas kann es in das bereits vorhandene Erdgasnetz eingespeist werden und ermöglicht so die Speicherung und den Transport der Energie zum Verbraucher und kann so das elektrische Netz entlasten. Ausgangsmaterialien für die Herstellung dieses EE-Gases sind Wasser und Kohlenstoffdioxid, welche in Zeiten überschüssiger erneuerbarer Energie unter anderem zur Netzstabilisierung mittels Wasserelektrolyse in Wasserstoff[9] und anschließend per Methanisierung in Methan umgewandelt werden.

Elektrolyse[Bearbeiten]

Wasserstoff wird durch Elektrolyse von Wasser erzeugt und möglichst direkt in das Gasnetz eingespeist (die derzeit zulässige Obergrenze für die Wasserstoffkonzentration im deutschen Erdgasnetz beträgt 5 Volumenprozent, im Stadtgasnetz waren etwa 50 % Wasserstoff enthalten) oder in Großspeichern wie Salzkavernen zwischengespeichert[9]. Die zur Elektrolyse benötigte elektrische Energie wird mittels Windkraftanlagen oder durch Solarzellen erzeugt.

Bei der Erzeugung von Wasserstoff als EE-Gas durch Wasserelektrolyse läuft folgende chemische Reaktion ab:

\mathrm{2\;H_2O + Energie \leftrightharpoons 2\;H_2 + O_2}

Zwei Wassermoleküle (H2O) werden in zwei Wasserstoffmoleküle (H2) und ein Sauerstoffmolekül (O2) aufgespalten.

Methanisierung[Bearbeiten]

Alternativ kann der Wasserstoff zusammen mit Kohlenstoffdioxid in Methangas umgewandelt werden, das bis zu 100 % in das Gasnetz eingespeist oder in Gasspeichern gelagert werden kann.[10]

Bei der Erzeugung von Methan als EE-Gas läuft folgende Reaktion ab:[11]

\mathrm{4\;H_2 + CO_2 \rightarrow CH_4 + 2\;H_2O} \qquad \Delta H_\mathrm{R} = -164{,}9\,\mathrm{kJ/mol}

Dabei beschreibt \Delta H_\mathrm{R} die bei dieser exothermen Reaktion freiwerdende Reaktionsenthalpie. Die Reaktion läuft dabei in zwei Teilreaktionen ab:[11]

(1) \mathrm{H_2 + CO_2 \rightarrow CO + H_2O} \qquad \Delta H_\mathrm{R} = +41{,}5\,\mathrm{kJ/mol}
(2) \mathrm{3\;H_2 + CO \rightarrow CH_4 + H_2O} \qquad \Delta H_\mathrm{R} = -206{,}4\,\mathrm{kJ/mol}

In der ersten Teilreaktion reagiert der per Elektrolyse erzeugte Wasserstoff (H2) zunächst in einer reversen Wassergas-Shift-Reaktion mit Kohlenstoffdioxid (CO2) zu Kohlenmonoxid (CO) und Wasser (H2O). In der zweiten Teilreaktion reagiert das im ersten Schritt entstandene Kohlenmonoxid mit weiterem Wasserstoff zu Methan (CH4) und wiederum Wasser. Bei dieser zweiten Teilreaktion handelt es sich um eine Variante der Fischer-Tropsch-Synthese.[12] Da der Prozess exotherm verläuft, entsteht Abwärme. Wird diese zur Verdampfung des Wassers in Kombination mit einer Hochtemperatur-Dampfelektrolyse eingesetzt, kann der Wirkungsgrad des Gesamtprozesses um ca. 16 % gesteigert werden.[13]

Mögliche Kohlenstoffdioxidquellen sind mit fossilen und biogenen Energieträgern befeuerte Kraftwerke, Biogasanlagen, Industrieprozesse und eine Direktabscheidung aus der Umgebungsluft.[11][1] Auch Kläranlagen bieten sich aufgrund von Synergieeffekten an.[14] Zwei Verbundeffekte ergeben sich jedoch bei der Kombination mit einer Biogasanlage. Zum einen kann der Einspeisepunkt in das Erdgasnetz gemeinsam genutzt werden, zum anderen enthält Rohbiogas neben Methan als Hauptbestandteil erhebliche Mengen CO2. Letzteres müsste vor der Einspeisung abgetrennt werden, wie auch bei der Herstellung von Biomethan als Biokraftstoff. Dieser Schritt kann durch Methanisierung eingespart werden. Das schon vorhandene Methan stört dabei nicht, wohl aber Spuren von Schwefelwasserstoff, die für diese Nutzung abgetrennt werden müssen,[1] etwa durch Aktivkohle. Ein oxidatives Verfahren, wie bei der Rauchgasentschwefelung wäre ungeeignet, da der notwendige Lufteintrag den Ertrag schmälern würde.

Während Wasserstoff als EE-Gas lediglich der Elektrolyse bedarf, laufen die meisten Verfahren zur EE-Gas-Produktion in Form von Methan chemisch ab und erfordern einen hohen Druck, eine hohe Temperatur, CO2-Konzentration und -Reinheit. Es gibt auch die Möglichkeit, die Methansynthese in Bioreaktoren mithilfe von Archaeen durchzuführen. Durch die hohe Selektivität der Mikroorganismen kann auch bei niedrigeren Konzentrationen methanisiert werden.[15][16][17] Ein neues, sich noch in Entwicklung befindendes, Verfahren verlegt die Methanisierung in den Fermenter einer Biogasanlage und nutzt dafür die vorhandenen Mikroorganismen. Die überschüssigen CO2-Mengen entstehen, weil die Mikroorganismen zu wenig Wasserstoff vorfinden. Wenn per Elektrolyse direkt im Fermenter Wasserstoff erzeugt wird, kann so eine Methanausbeute von bis zu 95 Prozent erreicht werden und die anfallende Abwärme kann auch noch genutzt werden.[18]

Wasserstoffeinspeisung versus Methanisierung[Bearbeiten]

Bei der Umsetzung von Power-to-Gas werden in der Fachwelt verschiedene Probleme diskutiert:

Für die Speicherung als Wasserstoff spricht der deutlich höhere Wirkungsgrad gegenüber der Methanisierung. So können bei der Wasserstoffspeicherung elektrische Gesamtwirkungsgrade (Elektrolyse => Speicherung => Rückverstromung) von 49 bis 55 % erreicht werden.[19] Zugleich sind die Investitionskosten in die Speicheranlagen geringer, da auf die Methanisierungsanlagen verzichtet werden kann.

Allerdings kann laut dem Gasnetzbetreiber Ontras Wasserstoff im Gas in hohen Konzentrationen die Leitungen beschädigen und teure Nachrüstungen notwendig machen. Preiswerter wäre es für Gasnetzbetreiber, ihn nach Zugabe von Kohlenstoffdioxid umgewandelt als Methan entgegenzunehmen.[20] Bei einer anspruchsvollen Klimaschutzpolitik ist jedoch davon auszugehen, dass langfristig nur noch wenige Quellen für konzentriertes Kohlenstoffdioxid zur Verfügung stehen werden. Alternativ wäre eine Gewinnung aus der Luft möglich, die jedoch energetisch aufwändig und teuer ist.[21] Eine Tonne CO2 aufzufangen kostet bis zu 500 Euro.

Die unerwünschten Korrosions-Effekte treten vorwiegend bei un- oder niedriglegierten Stählen auf. Die Stähle nach DIN EN 10208-2, welche heutzutage in der Regel im Gasrohrleitungsbau eingesetzt werden, sind davon weniger betroffen, was auf Basis mehrerer Studien belegt wurde.[22]

Die Bundesnetzagentur vertritt die Meinung, dass sowohl der Wasserstoff prioritär auf der Ebene der Übertragungsnetze wie auch die Methanisierung auf der Ebene der Gasverteilnetze eine Zukunft haben.[20] Gegen eine zu hohe Wasserstoffkonzentrationen sprechen bei der derzeitigen Infrastruktur nicht nur mögliche Materialschäden an Gasleitungen, Verdichtern und anderen gastechnischen Anlagen, sondern vor allem sicherheitstechnische Fragen zur Vermeidung einer Knallgasreaktion.

Andererseits gibt es bereits im Ruhrgebiet seit Jahrzehnten ein über 240 km langes Wasserstoffnetz. Weltweit existierten 2010 mehr als tausend Kilometer Wasserstoffleitungen.[23] Air Liquide betreibt zwölf Pipeline-Netze mit einer Gesamtlänge von 1200 km.[24]

Weiterhin ist umstritten, wie schnell die Einspeisegrenzen (heute direkt maximal 5 % Wasserstoffanteil) erreicht werden. Bei der Methanisierung wiederum wird zusätzlich Energie verbraucht, weshalb man derzeit von einem Energieverlust bei der Rückverstromung von 50 bis 67 Prozent ausgeht. Dazu gibt die Unternehmensberatung A.T. Kearney an, dass ein sich ergebender Preis von 80 Euro pro Megawattstunde für künstlich produziertes Methan drei mal so hoch wie der konventionellen Erdgases wäre.[6]

Einspeisepunkte für EE-Gas[Bearbeiten]

EE-Gas kann prinzipiell an jeder beliebigen Stelle ins Erdgasnetz eingespeist werden [25]. Da Einspeisepunkte eine entsprechende Infrastruktur zur Messung der eingespeisten Gasmenge benötigen [26], bieten sich beispielsweise auch eine Einspeisung im Bereich existierender oder neu geschaffener Gasversorgungsbauwerke, wozu unter anderem Gaswerke, Gaskraftwerke, Hybridkraftwerke, Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen, Verdichterstationen oder auch die Gasometer genannten Gasbehälter zählen, als Einspeisepunkte an. Auch eine Verknüpfung der Einspeisung mit vorhandenen Biogasanlagen ist generell denkbar.

Speicherkapazität des deutschen Erdgasnetzes[Bearbeiten]

Eine große Bedeutung bei der Nutzung von EE-Gas wird der Möglichkeit der Speicherung des Wasserstoff- bzw. Methangases in einem bereits vorhandenen Erdgasnetz zugerechnet.

Laut Fraunhofer-Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik (IWES) benötigt Deutschland im Jahr 2050, wenn laut Bundesregierung 80 % des elektrischen Stroms aus erneuerbaren Quellen stammen sollen, zum Ausgleich saisonaler Schwankungen bei Wind und Sonne, Speicherkapazitäten von 30 Terawattstunden (TWh).[6] Demgegenüber wurde die Speicherkapazität der Erdgasspeicher im deutschen Erdgasnetz im April 2010 vom Fraunhofer-IWES mit über 200 TWh angegeben, was einem Verbrauch von mehreren Monaten entspricht.[27]

Die deutschen Pumpspeicherkraftwerke haben eine Kapazität von 0,04 TWh und sind für eine Nutzungsdauer im Stundenbereich ausgelegt.[10] Zwar haben Pumpspeicherwerke einen deutlich höheren Wirkungsgrad (zwischen 70 % und 85 %), die Wirtschaftlichkeit wird aber auch durch die erheblichen Investitionskosten und den Flächenverbrauch bestimmt. Die installierte Leistung wird ausgebaut, kann aber in Deutschland aufgrund topographischer wie auch politischer Gründe nicht in die Größenordnung der Speicherfähigkeit des Erdgasnetzes kommen. Großes Potential für Speicherkapazitäten existiert dagegen in Nordeuropa. In Norwegen gibt es z.B. für Speicherwasserkraftwerke nutzbare Reservoire mit einer potentiellen Speicherkapazität von insgesamt etwa 84 TWh, in Schweden von ca. 34 TWh.[28] Diese Speicherkapazität liegt in einer ähnlichen Größe wie die Speicherkapazität des deutschen Gasnetzes.

Verwendung von EE-Gas[Bearbeiten]

Wirkungsgrad je nach Verwendung des Stroms
(ggf. Methanisierung von Biogas)[1]
Weg Wirkungsgrad Anmerkung
Strom → Gas
Wasserstoff 54–72 % mit 200 bar komprimiert
Methan (SNG) 49–64 %
Wasserstoff 57–73 % mit 80 bar komprimiert
(Erdgasleitung)
Methan (SNG) 50–64 %
Wasserstoff 64–77 % ohne Kompression
Methan (SNG) 51–65 %
Strom → Gas → Strom
Wasserstoff 34–44 % mit 80 bar komprimiert
und zu 60 % verstromt
Methan (SNG) 30–38 %
Strom → Gas → Strom & Wärme (KWK)
Wasserstoff 48–62 % mit 80 bar komprimiert und
Strom/Wärme anteilig 40/45 %
Methan (SNG) 43–54 %

Für Wasserstoff und Methan bieten sich unterschiedliche Einsatzmöglichkeiten an. Da Erdgas zum überwiegenden Teil aus Methan besteht, kann Erdgas in vielen Fällen durch Methan aus Power-to-Gas-Anlagen ersetzt werden. Die Power-to-Gas-Technologie lässt sich somit für viele Anwendungen einsetzen und verbindet somit Märkte für elektrischen Strom, Wärme und Mobilität miteinander.[9][10] Der Nutzungsgrad ist bei Wasserstoffeinspeisung von der Verwendung des Gases, vom Energieaufwand für die Verdichtung sowie von der Länge der Transportleitungen abhängig.

Erzeugung elektrischer Energie[Bearbeiten]

Die chemische Energie von EE-Gas kann bei Bedarf in elektrische Energie umgewandelt werden.[29] Es kann in unterschiedlichen Arten von Gaskraftwerken und Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen rückverstromt werden. Wird EE-Gas als Stromspeicher eingesetzt, dann beträgt der Wirkungsgrad von Strom zu Strom zwischen 30 % und 44 %.[1] Wird EE-Gas in Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen rückverstromt, sind Gesamtwirkungsgrade von 43 % bis 62 % erreichbar.[1]

Energietransport[Bearbeiten]

Mit EE-Gas können sehr hohe Leistungen transportiert werden. Große Erdgasleitungen können Leistungen von 70 GWth transportieren, eine Hochspannungsleitung bestehend aus einem 380-kV-Doppelsystem hingegen nur etwa 3,5 GWel.[30]

Wärme[Bearbeiten]

Wie Erdgas heute kann EE-Gas für die Wärmebereitstellung beispielsweise zum Kochen oder Heizen eingesetzt werden. Wenn der beigemischte Wasserstoff in einem Brennwertkessel zur Wärmeerzeugung genutzt wird, wird ein Wirkungsgrad von 69 % erzielt.[31]

Mobilität[Bearbeiten]

Methanzapfsäule in Italien

EE-Gas kann in Brennstoffzellenfahrzeugen oder auch zum Antrieb von Gasfahrzeugen mit Verbrennungsmotor eingesetzt werden. Eine wichtige Anwendung von EE-Gas in Form von EE-Wasserstoff wird möglicherweise die Mobilität in Form von Treibstoff für Brennstoffzellenfahrzeuge sein. Dies erklärt sich aus folgenden Gründen:

  • Die Gewinnung von EE-Wasserstoff erfolgt in Zeiten hohen Energieangebotes aus Wind- bzw. Solarenergie mit dem Ziel, Energie aus dem elektrischen System herauszutransferieren: Eine Rückführung dieser Energie in das elektrische System ist mit hohen Verlusten verbunden und sollte unterbleiben bzw. Engpasszeiten (zu wenig Stromangebot) vorbehalten bleiben.
  • Die Nutzung von EE-Wasserstoff in der Mobilität erzielt mit ca. 50 % den höchsten Wirkungsgrad und den besten wirtschaftlichen Effekt – letzteres insbesondere, weil Brennstoffzellenfahrzeuge nur etwa 10–20 kWh Energie (ca. 0,35–0,7 kg Wasserstoff) auf 100 km benötigen.[32][33] Während Fahrzeuge mit Verbrennungsmotoren etwa 50–150 kWh Primärenergie auf 100 km benötigen, verbrauchen Brennstoffzellenfahrzeuge auch unter Berücksichtigung der Umwandlungsverluste zu Wasserstoff nur ca. 30 kWh primären Wind- oder Solarstromes. Bei Einsatz von Windstrom im Wert von ca. 0,10 €/kWh sind Windwasserstoffpreise von ca. 8 €/kg erzielbar, was etwa 0,27 €/kWh entspricht. Somit sind Treibstoffkosten von 8 bis 16 € pro 100 km erzielbar, was mit heutigen Kosten vergleichbar ist. Allerdings wird auf Wasserstoff derzeit keine Mineralölsteuer erhoben.
  • Während Erdöl immer knapper und teurer wird, sinken die Preise für Wind- und Solarstrom ständig.

Power-to-Liquid[Bearbeiten]

Hauptartikel: Power-to-Liquid

In der Fachwelt wurde inzwischen auch der Begriff Power to Liquid (deutsch etwa: „Elektrische Energie zu Flüssigkeit“) eingeführt.[34] Anders als Power-to-Gas haben die unterschiedlichen Power-to-Liquid-Technologien die Herstellung flüssiger Kraftstoffe als Ziel.

Geplante und realisierte Power-to-Gas-Anlagen[Bearbeiten]

Deutschlandlastige Artikel Dieser Abschnitt stellt die Situation in Deutschland dar. Hilf mit, die Situation in anderen Staaten zu schildern.

Anlagen in Deutschland[Bearbeiten]

Eine Übersicht der Power to Gas-Anlagen in Deutschland gibt die interaktive Karte auf der Seite der Power-to-Gas-Strategieplattform der Deutschen Energie-Agentur [35]

Weltweit erste Demonstrationsanlage (ZSW / IWES / ETOGAS)[Bearbeiten]

Die weltweite erste Pilotanlage mit einer Leistung von 25 kW zur Produktion von Methan nach dem Power-to-Gas-Verfahren wurde im November 2009 in Stuttgart am Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg (ZSW) unter Beteiligung des Fraunhofer-Instituts für Windenergie und Energiesystemtechnik (IWES) und des Unternehmens SolarFuel (heute ETOGAS GmbH) in Betrieb genommen.[36] Mit der Anlage wurde die grundsätzliche Machbarkeit des Verfahrens nachgewiesen; das CO2 wurde der Umgebungsluft entnommen. Die technische Grundlagenentwicklung wurde von den Forschungsinstituten ZSW (Zentrum für Sonnenenergie und Wasserstoff-Forschung, Stuttgart) und Fraunhofer IWES (Kassel) durchgeführt. [27]

Test in der Energielandschaft Morbach (juwi / ETOGAS)[Bearbeiten]

Im März 2011 wurde die 25-kW-Power-to-Gas-Anlage von juwi und SolarFuel (heute ETOGAS) in der Energielandschaft Morbach im Hunsrück installiert und dort für einige Wochen getestet.[37] Dieser Test kombinierte eine Windgasanlage, einen Windpark und eine Biogasanlage.[38]

Demonstration der Direktmethanisierung von Biogas am Hessischen Biogas-Forschungszentrum (IWES / ETOGAS)[Bearbeiten]

Im Jahr 2012 wurde die 25-kW-Power-to-Gas-Anlage für mehrere Monate an einer Biogasanlage am Standort des Hessischen Biogas-Forschungszentrums betrieben. In dem Pilotversuch, den das Fraunhofer-Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik (IWES) und das Unternehmen SolarFuel (heute ETOGAS) gemeinsam mit den Ländern Hessen und Thüringen durchgeführt haben, wurde die direkte Umwandlung des im Biogas enthaltenen Kohlendioxids in Methan demonstriert. [39]

250-kW-Anlage, Stuttgart (ZSW / ETOGAS)[Bearbeiten]

Im Oktober 2012 ging am ZSW in Stuttgart eine mit 250 kW Leistung zehnmal so große – zum Zeitpunkt die weltgrößte Power-to-Gas-Anlage – in Betrieb.[40] Die Anlage wurde im Rahmen eines vom BMU geförderten Projektes mit den Projektpartnern ZSW, IWES und SolarFuel (heute ETOGAS) im Technikum des ZSW als PtG-Versuchsanlage mit Elektrolyse (250 kW elektrische Anschlussleistung) und mehreren Methanisierungsvarianten aufgebaut.

Hybridkraftwerk von Enertrag[Bearbeiten]

Hauptartikel: Kraftwerk Prenzlau
Biogasanlage, Gastank und Windkraftanlage des Hybridkraftwerks Prenzlau von Enertrag

Das Unternehmen Enertrag betreibt eine Pilotanlage, ein im März 2012 in den Normalbetrieb gegangenes Hybridkraftwerk in der Uckermark nördlich von Prenzlau (Brandenburg), das Wasserstoff als Zwischenspeicher nutzt. Gespeist wird die Anlage, die im Oktober 2011 erstmals in Betrieb ging, von insgesamt drei Windturbinen mit je zwei Megawatt. Die Leistung des Elektrolyseurs beträgt 500 kW bei ca. 75 % Wirkungsgrad.[41]

Kooperationen von Greenpeace Energy mit Enertrag[Bearbeiten]

Der Energieversorger Greenpeace Energy bot seit dem 1. Oktober 2011 einen Windgas-Fördertarif an, der bei Lieferung von konventionellem Erdgas einen Förderbeitrag von 0,4 Euro-Cent pro Kilowattstunde für Windgasanlagen enthält und von derzeit 6.000 Kunden subventioniert wird. Da Greenpeace Energy über keinen Elektrolyseur verfügt, unterzeichnete das Unternehmen im Januar 2012 einen Abnahmevertrag zum Bezug von Wasserstoff von der Firma Enertrag.[42] Nach Vertragsproblemen und Anlaufschwierigkeiten soll nun ab 2014 die Einspeisung von „Windgas“ in das Gasnetz durch die Enertrag-Pilotanlage in der Uckermark erfolgen.[43]

Planungen zur Errichtung einer eigenen Greenpeace-Anlage zur Erzeugung von Windgas wurden vom Aufsichtsrat Ende 2012 zunächst einstimmig abgelehnt.[44] Hintergrund seien die gegenwärtige Vollvergütung bzw. die EEG-Entschädigungszahlungen auch für nicht einspeisefähigen Wind-Spitzenlaststrom, was zumindest aus ökonomischer Sicht für Energieerzeuger keine Windgas-Anlagen zwingend nötig macht und dem Windgas-Konzept entgegen laufe. Doch plant Greenpeace Energy für 2015 den Bau einer eigenen Elektrolyseanlage.[43]

Enertrag, TOTAL und Vattenfall[Bearbeiten]

Dieselbe Enertrag-Anlage dient auch der TOTAL Deutschland GmbH als Lieferant einer Wind-Wasserstofftankstelle in der Heidestraße in Berlin-Mitte, die seit dem 18. April 2012 im Rahmen des Wasserstoffprojekts Clean Energy Partnership (CEP) zunächst 50 und bis Ende des laufenden Jahres 2012 laut Bundesverband Windenergie dann 100 Brennstoffzellen-Fahrzeuge mit Wasserstoff versorgen soll.[45] Weiterhin ist die Anlage auch Teil einer Kooperation zwischen Enertrag, TOTAL und der Vattenfall Europe Innovation GmbH zum Thema erneuerbare Energien.[46]

Industrielle 6-MW-Power-to-Gas-Anlage in Werlte (Audi / ETOGAS)[Bearbeiten]

Im Auftrag der Audi AG errichtete die ETOGAS GmbH in Werlte neben einer bestehenden Biogasanlage eine industrielle Pilotanlage zur Umwandlung von Ökostromüberschüssen in erneuerbares Erdgas, von Audi „e-gas“ genannt. Hierbei wird zur Methanisierung neben dem aus regenerativen Quellen gewonnen Wasserstoff auch regeneratives CO2 aus einer von MT-Biomethan gelieferten Biogasaufbereitungsanlage eingesetzt. Die Anlage mit einer elektrischen Anschlussleistung von 6 MW wird 1,4 Millionen Kubikmeter in Erdgas-Normqualität pro Jahr produzieren.[47] Die Anlage wurde am 25. Juni 2013 eingeweiht [48] und hat im Herbst 2013 ihren Probebetrieb abgeschlossen. Im Rahmen des e-Gas-Projekts von Audi produziert die Anlage erneuerbaren Kraftstoff für das erste CNG-Modell der Marke Audi, den Audi A3 Sportback g-tron.[49]

MicrobEnergy-Anlagen in Schwandorf (Oberpfalz)[Bearbeiten]

In Schwandorf/Oberpfalz hat das zur Viessmann Group gehörende Unternehmen MicrobEnergy GmbH im Februar 2013 eine Forschungsanlage in Betrieb genommen, bei der ein mikrobiologisches Verfahren zur Methanisierung des Wasserstoffs zum Einsatz kommt. Aus den im Elektrolyseur erzeugten 21,3 m³ Wasserstoff pro Stunde entstehen durchschnittlich 5,3 m³/h Methan.

Eine zweite MicrobEnergy-Anlage befindet sich seit Juli 2013 in Bau. Am Standort der Verbandskläranlage Schwandorf-Wackersdorf erzeugt ein Elektrolyseur 30 m³/h Wasserstoff, die in einem 1300 Kubikmeter fassenden Faulturm mikrobiologisch in 7,5 m³/h Methan umgewandelt werden. Projektpartner ist neben dem Zweckverband Verbandskläranlage Schwandorf die Forschungsstelle für Energienetze und Energiespeicher (FENES) der Technischen Hochschule Regensburg.[50]

E.ON-Anlage in Falkenhagen (Brandenburg)[Bearbeiten]

In Falkenhagen in der brandenburgischen Prignitz hat der Energiekonzern E.ON im Juni 2013 erstmals im Testlauf einer Pilotanlage aus Windkraft erzeugten Wasserstoff ins Erdgasnetz eingespeist. Insgesamt wurden in dem eine Stunde dauernden Test rund 160 Kubikmeter Wasserstoff erzeugt und eingespeist. Damit hat E.ON die gesamte Prozesskette von der Stromaufnahme bis hin zur Einspeisung des Wasserstoffs zum ersten Mal mit Erfolg praktisch umgesetzt.

Ende August 2013 wurde die Pilotanlage in Betrieb genommen. Laut E.ON produziert die Anlage mittels Alkali-Elektrolyse rund 360 Normkubikmeter Wasserstoff pro Stunde.[51][52]

WIND-projekt-Anlage im Windpark Werder/Kessin[Bearbeiten]

WIND-projekt errichtete im Windpark Werder/Kessin eine Elektrolyse-Anlage mit 1000 kW geplanter Leistung.[53][54]

Demonstrationsanlage der Thüga-Gruppe[Bearbeiten]

Am Standort Frankfurt am Main hat die Thüga-Gruppe am 26. November 2013 eine Power-to-Gas-Demonstrationsanlagen in Betrieb genommen. [55] [56] Über einen Protonen-Austausch-Membran (PEM) werden pro Stunde 60 m³ Wasserstoff erzeugt. Eine Besonderheit der Anlage ist die Einspeisung des Wasserstoffs in das lokale Erdgasverteilnetz.

Weitere Planungen für Power-to-Gas-Anlagen[Bearbeiten]

Weitere Anwenderin der Power-to-Gas-Technologie ist die sunfire GmbH.[57]

Im Energiepark Mainz soll bis 2015 ein Elektrolyseur mit einer Leistung von 6 MW entstehen. Das Forschungsprojekt wird u.a. vom Bundeswirtschaftsministerium gefördert. Beteiligt sind die Hochschule RheinMain sowie die Unternehmen Siemens, Linde und die Stadtwerke Mainz.[58][59]

Laut Manager Magazin interessieren sich auch Enercon und einige Stadtwerke für die Power-to-Gas-Technologie. Als Argument dafür, dass sich inzwischen auch Gasversorger für die Technik interessieren, wird unter anderem der rückgängige Gasbedarf zum Heizen auf Grund verbesserter Isolierung von Gebäuden angeführt.[6]

Anlagen außerhalb Deutschlands[Bearbeiten]

Versorgung von Utsira in Norwegen[Bearbeiten]

Hauptartikel: Utsira#Stromversorgung

Bereits seit 2004 wird die norwegische Insel Utsira von Windkraftanlagen sowie einem Speichersystem bestehend aus Elektrolyseur, Druckspeicher, Brennstoffzelle und Wasserstoffturbine mit Strom versorgt.[60][61]

Demonstrationsanlage in Foulum, Dänemark[Bearbeiten]

Die Universität Aarhus, das Elektrizitätswerk der Stadt Zürich (ewz), Erdgas Zürich sowie weitere dänische und deutsche Akteure engagieren sich für eine Demonstrationsanlage im dänischen Foulum.[62]

GRHYD-Demonstratonsprojekt in Dunkerque, Frankreich[Bearbeiten]

Ein Industriekonsortium, bestehend unter anderem aus GDF Suez und Areva, plant in Dunkerque zum einen eine Tankstelle für einen Flüssigkraftstoff mit bis zu 20 % Wasserstoffanteil, zum anderen die Einspeisung von Wasserstoff in das Gasverteilnetz.[63]

Hybridwerk Aarmatt in Zuchwil, Schweiz[Bearbeiten]

Die Regio Energie Solothurn plant in Zuchwil (Kanton Solothurn) ein „Hybridwerk“ in Betrieb zu nehmen, das Strom-, Gas- und Wärmenetze miteinander verbinden soll. Die erste Ausbaustufe dieses Hybridwerks, bestehend aus einer 6-MW-Gasheizzentrale mit zwei 5,5-MWh-Wärmespeichern, einem 0,7-MW-Blockheizkraftwerk, einem 300-kWel-Elektrolyseur und einem Wasserstoffspeicher, soll Ende 2014 in Betrieb genommen werden. In einer weiteren Ausbaustufe soll neben zwei weiteren, größeren BHKWs und einem zusätzlichen Wärmespeicher auch eine Methanisierungsanlage und ein 300-kW-Druckluftspeicher in das Hybridwerk integriert werden.[64][65][66]

Rechtliche Voraussetzungen in Deutschland[Bearbeiten]

Deutschlandlastige Artikel Dieser Abschnitt stellt die Situation in Deutschland dar. Hilf mit, die Situation in anderen Staaten zu schildern.
Folgende Teile dieses Abschnitts scheinen seit 2012 nicht mehr aktuell zu sein: EEG-Gesetz zwischenzeitlich zweimal überarbeitet Bitte hilf mit, die fehlenden Informationen zu recherchieren und einzufügen.


Sofern Power-to-Gas-Anlagen mit Strom aus erneuerbaren Energien betrieben werden, fällt EE-Gas unter die Definition von „Speichergas“ gemäß § 3 Nr. 9a EEG (Erneuerbare-Energien-Gesetz) und „Biogas“ gemäß § 3 Nr. 10c EnWG (Energiewirtschaftsgesetz).[67]

In jüngster Zeit wird diskutiert, ob neben dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG), das seit mehr als zehn Jahren gilt und der sogenannten Gasnetzzugangsverordnung (GasNZV), die die Einspeisung von Biogas und EE-Gas durch den Netzbetreiber sicherstellt, ein zusätzliches „Gesetz zur Förderung der Einspeisung von Gas“ benötigt wird, um entsprechende Technologien mittels spezieller Subventionen voranzutreiben.[68]

Da aus einem Speicher rückgespeister Strom rechtlich wie erstmals erzeugter Strom behandelt wird, dürfen derzeit die deutschen Stromnetzbetreiber keine Stromspeicher in ihr Netz integrieren. Sie sind daher gezwungen, Netzkapazitäten selbst dann auszubauen, wenn ein Stromspeicher die wirtschaftlichere Lösung wäre. [69]

Kritik[Bearbeiten]

Solange Erdgas in großem Umfang zur Bereitstellung von Prozesswärme und Warmwassererzeugung genutzt wird, wird bemängelt, dass die gleichzeitige Erzeugung von EE-Gas eine Energieverschwendung darstelle, da Strom zu Heizzwecken eine Effizienz von nahezu 100 % aufweise und somit mehr Erdgas durch direkte Heizung mit Strom eingespart werden könne, als EE-Gas mit der gleichen Strommenge erzeugt werden kann.[70][71]

Umstritten sei ebenfalls, ob überhaupt genügend Kohlendioxid aus biogenen und industriellen Prozessen für eine großflächige Anwendung der Methanisierungstechnologie zur Verfügung stehe.[72]

Daneben werden die – prinzipbedingt durch die hohen Umwandlungsverluste – hohen Kosten für synthetisch erzeugtes Methan kritisiert.[73][74]

Siehe auch[Bearbeiten]

Literatur[Bearbeiten]

Weblinks[Bearbeiten]

 Commons: Power-to-Gas – Sammlung von Bildern

Berichte[Bearbeiten]

Einzelnachweise[Bearbeiten]

  1. a b c d e f Michael Sterner, Mareike Jentsch und Uwe Holzhammer: Energiewirtschaftliche und ökologische Bewertung eines Windgas-Angebotes (PDF; 2,1 MB). Fraunhofer-Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik (IWES) Kassel, Feb. 2011.
  2. Bundesnetzagentur - Definition Power to Gas. Abgerufen am 14. April 2012.
  3. Vgl. Matthias Heymann, Die Geschichte der Windenergienutzung 1890-1990, Frankfurt New York 1995, S. 54.
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